燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，在基准价+上下浮动范围内形成上网电价；市场交易电价浮动范围原则上扩大至均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称《通知》），迈出我国电力市场化改革的跨越性步伐。
按照《通知》要求，居民用电将保持现行销售电价水平不变，但工商业用户会受影响，尤其是高耗能行业。证券时报·e公司记者多方采访发电企业及高耗能行业人士了解到，当前电价新政尚未带来影响，但高耗能企业已预计成本提升并着手缓释电价上涨带来的压力，其中布局新能源成为多数用电大户的必选之策。行业分析人士认为，此番电价机制调整，是理顺我国电价机制的必由之路，长远看有利于缓解煤电矛盾，促进我国双碳目标终实现。
程度缓解电企压力
“如果政策落实下来，影响是很大的。以安徽省为例，目前基准电价在0.3844元/度，上浮20%就是7分多，可以缓解200多元/吨的煤价成本。”在安徽某发电企业从事电力计划经营工作的李勇（化名）告诉证券时报机制，“如果以长协煤的成本价测算，66万千瓦的超临界机组应该不亏了。”
2021年以来，逐渐高企的煤价，成为压在火电企业头顶的沉重包袱，李勇工作上面临诸多挑战。他给记者算了一笔账，大部分发电企业采购煤炭采取“长协煤+市场煤”相结合的形式，长协煤可以在程度上锁价，而市场煤则随行就市。目前市场煤价格已经超过2400元/吨，较往年同期单吨600元左右的价格，已上浮数倍。按照现在煤价测算，交易电价若有20%的上浮空间，虽然还是无法填补大部分发电企业的亏空，但可在程度上缓解电企成本压力。
《通知》还明确高耗能企业市场交易电价则不受上浮20%限制，地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。居民、农业、公益性事业用电价则不受影响，由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平不变。
电价改革落实已得到全国多省份响应：安徽12月1日起将对全省工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价政策，为期两年，用电价格在当日高峰时段购电价格基础上每千瓦时上浮0.072元；
江苏省10月15日组织开展的10月中旬月内挂牌交易成交均价为468.97元/兆瓦时，较该省煤电基准价391元/兆瓦时已上浮了19.94%；
广西工信厅10月17日发布紧急通知，高耗能企业电价直接上浮50%进行结算。
华东地区一发电企业内部人士对证券时报·e公司记者表示，时至今日，无论是国家大环境，还是行业小环境，都对电价上涨形成有效支撑。一方面，各地双控正在层层加码，各行业降能耗是大势所趋；另一方面，目前煤炭价格高企，发电企业入不敷出，生存环境恶劣，通过电价上浮疏导成本已经迫在眉睫。
看涨预期强烈
“涨价势在必行，至于上浮空间是否能到20%，各个地方不会一样。”上述华东地区发电企业人士提及，电价执行“基准价+上下浮动”的市场化机制早已确立。早在2019年，国家发改委就发文明确市场化交易电价浮动范围为上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%。在本轮调整中，前述浮动范围限制进一步拓宽。
据介绍，目前发电企业发出来的电分两大块，一块供给电网，由电网统销，按基准电价结算，占比约20%-30%，另外的70%-80%是市场化的交易电，占比其中绝大部分是以与用户签订长期协议的形式出售，一般一年一签，在年末确定下一年的供电价格；剩余一小部分在电力交易中心以竞价形式进行出售。本轮价格浮动空间调整是针对市场化的交易电。
“允许电价上浮的政策虽然早就有了，但在实际的电力交易中，从来没有出现过上浮的情况，基本都是折价销售。去年我们给大客户供电的长协价格比基准电价低0.04元/度，今年虽然有所上涨，但仍然低于基准电价0.02元/度。”上述人士谈及，以前发电企业都想把更多的电以基准电价卖给国家电网，但电网采购量毕竟有限，剩下的电就得进入市场进行交易。但今非昔比，在当前国内电煤异常高价背景下，本轮电力改革落地的可能性。“现在有些省份的政策已经跟进了，江苏近一次的竞价交易电价已经直逼20%的上浮上限，预计后面各省都会制定具体实施方案。”
李勇也认为，如今形势下，既然有规则，发电企业肯定是充分利用规则，不太可能去给用户降价，明年电价上浮基本是确定性事件。不过眼下，发电企业主要关心的是，上年末与用户签署的长协电价合同在本年度剩余的2个多月里，价格能否按20%的上浮空间调整。“发电企业今年亏惨了，能挽回一点损失都是好的。”他坦言。
采访中电力行业内人士表示，本次政策调整是否会影响向电网供电的价格，从而影响由电网代购的工商业用户用电成本的问题，目前形势暂不明朗。
“发改委的通知刚发出没多久，电网内部也正在研究阶段，省市层面还没有具体宣贯，政策后续会如何落实现在也不是特别清楚。”安徽国家电网一位工作人员告诉记者，目前安徽省由电网代购的工商业用户，都是按照目录电价执行的，到手电价大概在0.7元一度，后面要不要上浮，具体怎么上浮，都还在等通知。
市场传导尚需时日
根据《通知》，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。对于下游高耗能企业而言，这或将形成更大成本压力。不过采访中，包括水泥、建材、钢铁、有色等高耗电行业企业多表示，电力改革尚未对企业生产形成影响。
“公司产能主要集中在云南和新疆，云南主要用水电，新疆是自备电，目前都没有受到相关影响。”神火股份相关负责人告诉记者，新疆煤炭价格较低，是目前上电解铝生产有优势的区域之一。即使时按照市场化调整电价，新疆每度电成本增幅也甚微，不会对整体成本形成明显影响。不过，新疆电解铝占比较低，大部分产能还集中在内地。
铜陵有色相关负责人也告诉记者，铜冶炼虽然与普通企业相比能耗较高，但公司在有色行业中的单位耗电量并不算太高，生产每吨铜耗电量大概在1100度电左右。目前公司还没有接到电价上涨的通知，预计影响应该是有限的。
据介绍，铜陵有色建有自备的余热发电厂，每年发电量为2.5亿千瓦时左右。与此同时，铜陵有色年初已与电厂签署了直供电协议，提前锁定了一部分电价，对后续可能的电价上涨也有所抵冲。
“长期肯定会增加成本，短时期内政策没有铺开，还不好预测。公司60%的电量都来自于生产过程中的余热发电，目前对我们影响不大。”一不具名建材企业内部人士也称。
“对于电价上浮，我们肯定是有担忧的，毕竟用电是刚需，且占到我们生产成本的10%左右，不容小觑。不过现在具体的政策没下来，也不好下定论。” 华东地区一家大型化工企业相关人士向证券时报·e公司记者坦言，公司与电厂签有直供电长期协议，目前还没有电厂主动来谈涨价的事情，但再过两个月就要签署下一年度直供电协议了，到时候是否涨价会见分晓。
采访中，马钢股份人士也称，电价浮动区间调整对公司具体影响多大，目前还在做评估。
高耗能等于高成本
影响尚无法细化影响，但多数高耗能行业企业对电价上涨带来的冲击已有心里预设。
“电价上浮会提升水泥成本，对于企业而言，考验的就是成本控制和转嫁能力。”中国水泥协会副秘书长、数字水泥网总裁陈柏林认为，电价上调对水泥企业生产成本的影响将极为明显。按照2020年全国水泥产量23.77亿吨算，仅2020年水泥行业就消耗电能2000多亿度。
他提及，除电价问题外，高企的煤价和未来碳交易的推进都将对水泥行业提出挑战。五部委近日发文要求2025年30%以上水泥熟料产能综合能耗达到100标准煤，目前行业中有相当一部分企业达不到。“常规年份煤电成本在水泥总成本中占60%，现在煤价上涨，后期电价进一步上涨，成本占比可能要达到三分之二左右。”陈柏林说。
神火股份相关负责人也表示，如果电解铝企业此前一直用的是上网火电的话，那改革后这部分成本增加就会非常明显。
“电解铝单吨能耗在13600度，一度涨0.2元的单吨成本就要增加2700元左右。电解铝行业大部分企业用自备电，但如果是在河南、山东这些内陆省份，由于煤价异常高企，自备发电成本也在0.6元/度左右，甚至会超过上网电价。”他坦言，虽然现在电解铝市场价格达到22000-23000元/吨高位，但如果电价按照0.6元/度，那么单吨电解铝的用电成本就接近1万元，再加上折旧、人工等成本要考虑，目前河南等地电解铝成本已经超过20000元，企业已经没有多少利润了。
“江苏最近一期的市场化交易的价格已经上浮将近20%，我们预计后续会拿江苏作为一个标杆或参照系去议价。”前述化工企业人士提到，“当然，这也要看电厂与企业的博弈情况。毕竟电厂之间也会有市场竞争，肯定会关注经营的稳定性和持续性，客户关系维护也是需要考量的因素，上浮幅度如果较大，可能会丢失用电大户。”
转型布局已启动
“在电力资源高度市场化的情况下，高耗能企业在电力紧张的时候需要支付很高的电价，甚至可能拿不到电。”前述国家电网工作人员认为，这就倒逼高耗能产业进行技术改造，淘汰落后产能。需要关注的是，高能耗企业多为用电大户，整体议价能力较强，在市场博弈中未必会居于下风。
“据我们预测，高能耗企业此番虽然面临较大压力，但应该不会上浮太多。目前电力企业的发电机组是充裕的，如果后续如果煤炭价格趋稳，发电企业的发电意愿会增强，只要盈利空间允许，还是会选择留住大客户。”李勇表示。
在采访中，记者了解到，大部分高能耗企业已经制定了相关预案，以疏导可能的电价上涨压力。而在诸多措施中，适时发展新能源已成为共识。
“热电厂已经很难批下来了，新能源是大势所趋。”前述化工企业人士表示。
铜陵有色相关负责人告诉记者，后续会考虑利用工业厂房建设光伏电站，以新能源发电作为电量补充；在内部管理方面，大幅减少非生产性用电，并已经配套推行节电奖励政策，每个单位会测算一个总的负荷量额度，如果实际用电低于前述额度，就可以享受奖励；同时对于少数对外转供电的情况，后续也会进行控制。
前述建材企业人士也表示，公司已经在积极布局新能源发电领域，后期应该会是投资的重点，而且从目前来看，投资回报率和经济性还是不错的。在他看来，电力成本如若上涨幅度较大，不排除价格传导的可能性。
海螺水泥也在推进光伏发电、生物质替代燃料等清洁能源的使用。今年4月，海螺水泥“农林生物质替代水泥窑燃料技术研发与综合利用”项目通过中国建材联合会的科技成果鉴定会，被认定为达到国内水平。9月1日，海螺水泥公告，拟收购控股股东旗下安徽海螺新能源有限公司100%股权，交易总对价为4.43亿元。
电价浮动范围调涨，不仅倒逼高耗能企业布局新能源，也为新能源发电行业带来更大发展机遇。
“根据市场供需变化，煤电涨价，新能源电价也会有随之调整的预期，这对新能源企业未来而言是好事。”宁夏新能源行业人士对记者称，国家把计划电价浮动限制放宽到适当范围是市场化的方向，部分行业放开浮动上限，宁夏也在研究相关政策，估计很快就会出台。据了解，宁夏今年8月份已经出台相关政策，允许煤电电价在基准价格的基础上上浮，高到10%。
电价市场化程度提高，火电价格上涨，新能源电价相对会更有竞争优势。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，还需要关注的是，新能源电力未来大头成本是上网成本，并不是发电成本，因为风、光资源并不可控，所以清洁能源发电占比增大后不稳定因素会增多，电网届时需要更多投入去应对稳定性问题。
记者观察：理顺电价机制 引导供需平衡
近期大起大落的煤炭价格，不仅牵动着发电行业的神经，也深刻影响了社会生产生活。作为我国重要的能源，煤炭下游延伸涉及产业众多，源头价格畸高，必然会对产业链各个环节形成不利影响。
中国水泥协会副秘书长、数字水泥网总裁陈柏林认为，今年煤炭价格异常高企，已经深刻影响了水泥行业。当前市场需求端与往年相比明显减弱，除了宏观调控问题，还有大宗涨价对下游带来的资金压力等问题。目前除了水泥，几乎所有建材都在涨价，下游施工进度也有放缓。此外，水泥供给端收缩的力度，比需求收缩更明显。尤其是南部市场，这也导致目前水泥价格高企。
下游的供需双弱景象，标志着当前能源高价问题亟待解决。
“经济是系统性的，经济逻辑是不可违背的。不可能上游持续赚钱，下游一直亏损。”宝城期货金融研究所所长程小勇认为，今年前三季度宏观数据体现出市场供需双弱的局面。工业领域黑色、有色冶炼、包括化工等行业9月份工业增加值是负增长。需求端增长非常差，这一轮价格上涨并不是需求端的推动。中短期看，市场需求在目前能源价格这么高的情况下，还会下滑。多个经济数据已经体现原材料上涨对整个经济的负反馈，很多行业的产成品库存都在增加，已经出现被动垒库。一些行业由于成本过高，也已经停止接单。
需求减弱，终会导致加工环节降低对上游的采购，进一步会传导至上游需求下降，供需恢复平衡。同时，近期国家保供措施增加，煤价干预措施也已出台，很多商品下跌幅度都已比明显。
此番电力行业新政，有望进一步推进煤炭价格步入合理空间。
“中国大部分的电力是高耗能工业用掉了。这次改革把高耗能推向市场，是中国电力行业历史上改革重大的一次。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强称，中国不缺煤也不缺电，之前市场出现的问题是电力价格机制的问题，价格机制理顺后，煤价就会回归合理空间。如果按照广西等省份提出的电价调整范围扩大到50%的情况，那么此番新政对平衡电力供需的作用会很快体现。因为高耗能企业用电需求大，下降一点就可以弥补目前电力短缺的情况。
林伯强认为，理顺我国电价机制是正确的改革方向。由于高耗能动态比较强，短期政策还是会主要关注高耗能领域。接下来一般工业的用电价格市场化也会逐步推向市场。我国居民用电在社会用电中占比较少，虽然后期居民电价或者也有调整空间，但会比较温和。
